Одними из приоритетных направлений работы АО «Зарубежнефть» являются поиск маржинальных проектов на территории Андского субрегиона Латинской Америки (в частности, Эквадора), а также Арабской Республики Египет и корректная оценка капитальных вложений в строительство наземной инфраструктуры на этапе оценки проекта. По данным исследования, проведенного компанией Independent Project Analysis, лишь чуть более пятой части крупных проектов в нефтегазовой отрасли можно назвать успешными с точки зрения соблюдения заявленных стоимостных и временных ограничений. Отмечена целесообразность получения необходимой и достаточной информации о ценовой политике, применяемых подходах к ценообразованию, государственных и региональных ценах, стоимости материально-технических ресурсов и других аспектах перед принятием решения о вхождении в конкретный регион.

В статье рассмотрены результаты сопоставительного анализа стоимости услуг и объектов в Эквадоре и Египте на основе следующей информации: 1) материалы из фактически реализованных договоров подряда в регионе в 2018–2020 гг.; 2) данные из базы данных IHS Markit; 3) сведения о составе типовых объектов проектного института АО «Зарубежнефть»; 4) анализ различий методов укрупненного ценообразования в России, Эквадоре, Египте и IHS Markit (различия приведены к единому показателю определения стоимости). Сравнение результатов расчетов стоимости различных видов объектов на основании базы данных IHS Markit с фактически действующими в регионе расценками показало как увеличение, так и снижение стоимости. Установлено, что для приведения полученной стоимости объектов к ценам Эквадора необходимо применение коэффициентов адаптации стоимости в IHS Markit: для объектов, содержащих технологическое оборудование, оценочный понижающий коэффициент составляет 0,8; для объектов с преобладающими затратами на строительно-монтажные работы оценочный повышающий коэффициент - 1,6. Для условий Египта сравнение показало, что по линейным и подготовительным объектам стоимость, предусмотренная в оценках АО «Зарубежнефть», превышает фактические показатели на 11–21 %. Основной причиной этого являются более высокие затраты на оплату труда, при этом стоимость материально-технических ресурсов соответствует уровню цен Египта. Отмечено, что при разработке проектов требуется предварительное получение информации от местных источников о фактических ценах реализованных контрактов на строительство наземной инфраструктуры.

На основе метода имитационного моделирования предложен алгоритм преобразования имитационной совокупности залежей в имитационную совокупность месторождений. Сделано предположение, что вероятностное распределение залежей углеводородов по массе представляет собой усеченное распределение Парето, а их пространственное распределение по территории нефтегазоносного бассейна описывается случайным нестационарным пуассоновским точечным полем, интенсивность которого в каждой точке определяется расстоянием до границы бассейна. Рассматривая, в первом приближении, форму залежи как круговую, можно построить имитационную совокупность месторождений бассейна, где каждое месторождение представляет собой группу залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров. При этом масса каждого месторождения определяется как сумма масс составляющих его залежей. Получаемое таким образом вероятностное распределение месторождений по массе, хотя и имеет вид убывающего амодального закона, степенным распределением при этом не является.

Предлагаемый алгоритм может быть использован для оценки структуры ресурсов нефтегазоносного бассейна при количественном прогнозе его нефтегазоносности, в частности, при оценке распределения количества залежей и месторождений, а также их суммарных ресурсов по заданным интервалам крупности. Кроме того, данный подход позволяет объяснить эмпирически установленную зависимость распределения месторождений нефтегазоносного бассейна по числу содержащихся в них залежей для четырех нефтегазоносных провинций Российской Федерации: Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Северо-Кавказской. Показано, что это распределение может быть следствием определения месторождения как геометрического объекта, состоящего из залежей, проекции которых на земную поверхность имеют полное или частичное перекрытие своих контуров.

Список литературы

1. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. – М.: Недра, 1982.– 215 с.

2. Конторович А.Э., Демин В.И. Метод оценки количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа в крупных нефтегазоносных бассейнах // Геология нефти и газа. – 1977. – № 12. – С. 18–26.

3. Конторович А.Э., Демин В.И. Прогноз количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа // Геология и геофизика. – 1979. – № 3. – С. 26–46.

4. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных регионов / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, Г.С. Гуревич [и др.]. – М.: Недра, 1988.– 223 с.

5. Конторович А.Э. Осадочно–миграционная теория нафтидогенеза: состояние на рубеже XX и XXI вв., пути дальнейшего развития // Геология нефти и газа – 1998. – № 10. – С. 8–16.

6. Бурштейн Л.М. Возможный механизм формирования распределения скоплений углеводородов по крупности // Геология и геофизика. – 2004. – Т. 45 – № 7 . – С. 815–825.

7. Лившиц В.Р. Латеральная миграция углеводородов как возможный механизм формирования степенного распределения их скоплений по массе // Геология и геофизика. – 2017. – № 3–4. – С. 372–383.

8. Лившиц В.Р. О законе распределения месторождений углеводородов по массе // Изв. Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 6. – С. 41–47.

9. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций (на примере Волго–Уральской провинции) // Геология и геофизика. – 2017. – № 12. – С. 1835–1852.     

10. Оценка начальных и прогнозных (перспективных и прогнозируемых) геологических и извлекаемых ресурсов нефти Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции и их структуры / А.Э. Конторович, В.Р. Лившиц, Л.М. Бурштейн, А.Р. Курчиков // Геология и геофизика. – 2021. – № 5. – С. 711– 726.

11. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Имитационная стохастическая модель распределения месторождений нефти и газа по ресурсам // Советская геология. – 1988. – № 9. – C. 99–107.

12. Kontorovich A., Domain V., Livshitc V. Size distribution and dynamics of oil and gas field discoveries in petroleum basins // AAPG Bulletin. – 2001. – V. 85. – № 9. – Р. 1609–1622.

13. Амбарцумян Р.В., Мекке Й, Штойян Д. Введение в стохастическую геометрию – М.:  Наука, 1989. – 400 с.

14. Лившиц В.Р. Математическая модель распределения скоплений углеводородов по территории нефтегазоносного бассейна на примере Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. – 2010. – № 2 – С. 201–205 .

Компания «Роснефть» ведет геолого-разведочные работы на Северном Каспии с 2005 г. Традиционные объекты поиска углеводородов в регионе – мезозойские отложения – характеризуются высокой успешностью работ, относительно некрупными размерами и невысокой рентабельностью. По обрамлению Северного Каспия (север акватории) в верхнепалеозойском комплексе установлены уникальные месторождения – Тенгиз, Кашаган, Центрально-Астраханское. Эти подсолевые отложения не рассматривались до недавнего времени в качестве перспективного направления поисков залежей углеводородов на участках ПАО «НК «Роснефть», которые располагаются южнее Прикаспийской синеклизы, в пределах Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоны. Для обоснования перспектив палеозойского комплекса компанией выполнены региональные геологические исследования. Проанализированы архивные материалы, геолого-геофизические данные прилегающих территорий суши и акватории, приобретены опорные скважины и сейсмические профили 2D по региону. Часть архивной сети сейсмических профилей переобработана в едином ключе, получен значительный прирост информации. По результатам структурной интерпретации в пределах Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоны локализованы поднятия, которые могут являться ловушками для формирования скоплений нефти и газа. Кроме того, рассмотрены все элементы нефтегазовой системы.

В Прикаспийской синеклизе коллекторами в палеозойском комплексе являются карбонатные образования позднедевонского-среднекаменноугольного и раннепермского возраста. В Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоне бурением вскрыты первые метры мелководных среднекаменоугольных известняков, а в волновом поле выделяется интервал с понижением частоты выдержанной толщины, отождествляемый с карбонатной платформой, аналогичной установленной на Астраханском месторождении. Флюидоупором для открытых палеозойских залежей служат нижнепермские соленосные толщи кунгурского возраста и артинские глинистые отложения. В Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоне над большей частью поднятий кунгурская толща эродирована, а нижнепермский терригенный комплекс характеризуется литологической изменчивостью в регионе. Согласно имеющимся моделям нефтегазообразования и нефтегазонакопления, залежи в мезозойских отложениях формировались за счет просачивания углеводородов из палеозойских толщ. Таким образом, анализ особенностей открытых месторождений в юрских отложениях позволяет сделать выводы, что в Северо-Каспийской складчато-надвиговой зоне риски, связанные с отсутствием нефтегазоматеринских толщ или путей миграции углеводородов минимальны, однако велики риски, связанные с сохранностью подсолевых залежей. В результате региональных работ выявлены перспективы нового для площади подсолевого палеозойского комплекса, обеспечен прирост ресурсного потенциала, территория ранжирована по геологическим рискам. 

Список литературы

1. Тектоническое строение и история развития палеозойского комплекса Северного Каспия / И.В. Куницына, А.В. Дердуга, А.М. Никишин, М.А. Короткова // Геология нефти и газа – 2020. – № 3. – С. 11–18.

2. Условия формирования углеводородных скоплений месторождения Укатное Северного Каспия / А.В. Бочкарев, С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. –  2011 – № 11. – С. 4–13.

3. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.

4. Пронин А.П., Шестоперова Л.В. Литолого-стратиграфическая характеристика доюрских отложений Северо-Каспийского поднятия // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2019. - Вып. 99. - С. 35-47.

5. Волож Ю.А., Парасына В.С. Астраханский карбонатный массив. Строение и нефтегазоносность. – М.: Научный мир,  2008. – 222 с.

6. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / И.Ф. Глумов, Я.П. Маловицкий, А.А. Новиков, Б.В. Сенин. – М.: ООО «Недра–Бизнесцентр». – 2004. – 342 с.

7. Геологическая история и нефтяные системы Северного Каспия / А.П. Афанасенков, М.Б. Скворцов, А.М. Никишин [и др.] // Вестник МГУ имени М.В. Ломоносова. Сер. 4. Геология. – 2008. – № 3. – С. 3–10.

8. Пронин А.П., Шестоперова Л.В. Нижнепермские отложения Северо-Каспийского поднятия (северная часть акватории Каспийского моря, Казахстан)  // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2020. - Вып. 101. - С. 37-47.

Высокая степень изученности традиционных объектов поиска в Волго-Уральском регионе, а также значительное сокращение фонда структур определяют необходимость доизучения перспектив менее изученных территорий. Для большей части Удмуртского Прикамья такими территориями являются, в частности, внутриформационные Можгинский и Сарапульский прогибы Камско-Кинельской системы. В статье рассмотрены палеогеографические особенности развития прогибов, а также органогенных массивов и построек в их депрессионных и прибортовых участках. Приведен ряд факторов и условий влияющих на нефтеносность органогенных построек. Отмечено, что ключевым критерием нефтеносности для геологических условий бортовых и осевых зон прогибов является наличие надежных пород-флюидоупоров. При этом наличие мощной толщи нижнекаменноугольных глинистых осадков, плащееобразно покрывающих ложе прогибов, определяет продуктивность непосредственно биогермных тел. Исходя из этого сделано предположение, что оптимальная амплитуда построек в депрессионных и бортовых участках составляет не более соответственно 200 и 100 м. В условиях заполнения прогибов глинистыми осадками большой толщины и возможной деструкции вершин построек предполагается значительное количество органогенных тел верхнефранско-нижнефаменского возраста. Один из возможных поисковых признаков органогенных построек связывается с направлением локального увеличения толщины подстилающей карбонатной толщи речицкого горизонта. Отмечена необходимость ориентировки сейсмических методик на выделение малоамплитудных дизъюнктивов в терригенном девоне, а также зон дезинтеграции (микротрещиноватости) в карбонатном девоне. В отношении особенностей площадного развития органогенных тел следует учитывать их тенденцию образовывать группы из нескольких построек. Сделан вывод о целесообразности продолжения работ с целью опоискования перспективных рифогенных объектов в районе исследования.

Список литературы

1. Сейсмогеологические критерии выделения и особенности строения и нефтеносности органогенных построек на северо-востоке Республики Татарстан / А.С. Якимов, Н.Н. Бакун, Т.Е. Ермолова, Д.С. Волков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 1. – С. 52–62.

2. Волков Д.С. Особенности и методы изучения геологического строения верхнедевонско-каменноугольных отложений северо-востока Республики Татарстан и поиск органогенных построек в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов: дис. … канд. геол.-минерал. наук. – М., 2008. – 162 с.

3. Ларочкина И.А. Новые уникальные открытия в Камско-Кинельской системе прогибов в Татарстане. // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 30–33.

4. Особенности геологического строения Мензелинского, Тимеровского и Ольгинского месторождения Республики Татарстан как результат их генетической природы / Н.В. Нефедов, В.Б. Карпов, Ю.М. Арефьев [и др.] // Георесурсы. – 2018. – № 20 (2). – С. 88–101.

5. Неганов В.М. Сейсмостратиграфический анализ осадочного чехла и кристаллического фундамента при поисках новых месторождений нефти и газа по геолого-геофизическим данным: автореф. дис. … д-ра геол.-минерал. наук. – Пермь, 2011. – 43 с.

6. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – 335 с.

7. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана. – Казань: ФЭН, 2013. – 232 с.

8. Геологические предпосылки дальнейших поисков нефти в Нижнекамском прогибе / И.Ф. Валеева, Г.А. Анисимов, Л.З. Анисимова, С.П. Новикова // Георесурсы. – 2016. – Т. 18. – № 3. – Ч. 2. – С. 198–205.

9. Проворов В.М. Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: автореф. дис. … д-ра геол.-минерал. наук. – Пермь, 1994. – 57 с.

10. Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения // Геология нефти и газа. – 1988. – № 2. – С. 24–29.

11. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. – М.: Недра, 1994. – 250 с.

12 Вилесов А.П., Немирович Т.Г., Лашманова А.А. Франские одиночные рифы Оренбургской области и перспективы их нефтегазоносности // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории. Материалы VII Всероссийского литологического совещания. Т. I. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2013. – С. 158–163.

В статье рассмотрены вопросы повышения достоверности построения детальных сейсмогеологических моделей залежей углеводородов для активов ПАО «НК «Роснефть». В районах со сложным геологическим строением при создании трехмерных геологических моделей месторождений актуальной является проблема прогноза литологии в межскважинном пространстве. Инструменты стандартной сейсмической интерпретации ограничены вертикальной разрешающей способностью сейсморазведки, которая оказывается недостаточной при геологическом моделировании. В таких условиях снизить степень неопределенности прогноза литологического строения нефтегазоносных резервуаров может стохастическая сейсмическая инверсия: создание объемной модели резервуара, в которой распределение свойств описывается по скважинам, а рассчитанное на их основе волновое поле согласуется с реальными сейсмическими данными. При этом вертикальная разрешающая способность построенной геологической модели сопоставима с масштабом каротажных данных. Особенностью метода является его многовариантность: в результате стохастической инверсии получают множество равновероятных реализаций кубов упругих свойств, литологии и фильтрационно-емкостных свойств. Это позволяет оценить степень неопределенности выполненных прогнозов.

Использование стохастической сейсмической инверсии рассмотрено на примере различных геологических комплексов месторождений компании «Роснефть», таких как баженовско-абалакский комплекс (БАК) Красноленинского свода, отложения нижней части покурской свиты Берегового месторождения и пласта ЮС₂ тюменской свиты на участках Тортасинского блока. В рамках работы оценена возможность стохастической синхронной инверсии сейсмических данных при изучении строения сильно расчлененных, латерально резко изменчивых продуктивных резервуаров; определены преимущества и ограничения метода; даны рекомендации по дальнейшему развитию методики. С помощью специальных технологий интерпретации сейсмических данных 3D для интервалов разреза со сложным геологическим строением удалось получить модели упругих и коллекторских свойств, которые по вертикальной разрешающей способности сопоставимы с данными геофизических исследований скважин и согласуются с сейсмическим данными. Это позволило решить задачи по уточнению перспектив нефтегазоносности целевых интервалов.

Список литературы

1. Яковлев И.В., Ампилов Ю.П., Филиппова К.Е. Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 2 // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 1. – С. 5–15.

2. Основные закономерности строения и эволюция осадконакопления верхней юры Красноленинского свода Западной Сибири / А.И. Кудаманов, В.А. Маринов, В.А. Бумагина [и др.] // Сборник научных трудов ООО «Тюменский нефтяной научный центр». – 2018. – Вып. № 4. – С. 111-129.

3. Новые направления поисков и разведки скоплений углеводородного сырья / С.Е. Агалаков, Е.Ф. Гайфулина, М.А. Грищенко [и др.] // NEFTEGAZ.RU. – 2020. – № 7. – С. 58–64.

4. Comparison of constrained sparse spike and stochastic inversion for porosity prediction at Kristin Field / J. Helgesen, I. Magnus, S. Prosser [et al.] // The Leading Edge. – 2000. – April. – P. 400–408. 

5. Пирогова А.С., Эпов К.А. Геологически обусловленная стохастическая инверсия для прогноза коллекторских свойств тюменской свиты / SPE-202034-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/202034-MS

6. Мухер А.Г., Тугарева А.В. Палеографические особенности строения и перспективы нефтегазоносности нижне- и среднеюрских отложений Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (Вторая научно-практическая конференция). – Ханты-Мансийск, 1999. – С. 123–133.

7. Haas A., Dubrule O. Geostatistical inversion – a sequential method of stochastic reservoir modeling constrained by seismic data // First Break. – 1994. – V. 12. –  N. 11. – Р. 561–569.

В статье представлены результаты работ, направленных на изучение изменения акустических свойств горных пород залежи сверхвязкой нефти в результате нагрева. Разработка изучаемого месторождения ведется методом парогравитационного дренажа парными скважинами: в верхнюю скважину нагнетается пар, который нагревает окружающие породы, и разогретая нефть стекает к добывающей скважине. Температура теплоносителя при этом составляет 150 °С. В результате парогравитационного дренирования изменяется температурное поле разрабатываемого пласта и близлежащих пород. Это обусловливает необходимость изучения влияния процессов прогрева пород, вмещающих высоковязкие углеводороды, с целью разработки методики качественного мониторинга резервуара и прогноза воздействия теплоносителя на геологическую среду.

Рассмотрены результаты лабораторных исследований акустических свойств пород коллекторов и покрышки под действием температурного нагрева. Коллекция образцов керна представлена песчаными породами, лингуловыми глинами и спириферовым известняком. В лабораторных условиях прогрев образцов изменялся от 20 до 90-100 °С. Измерения акустических характеристик проводились с шагом прогрева 10 °С. Полученные результаты иллюстрируют снижение скорости продольной и поперечной волны, изменение модуля Юнга и коэффициента Пуассона в условиях равномерно возрастающей температуры. Аппроксимация полученных результатов до температуры теплоносителя выполнялась по выявленному закону, основываясь на точках прямых измерений. Полученные результаты дали возможность установить закономерности изменения петроупругих параметров, выявить акустические характеристики пород, которые подвержены наибольшим изменениям в условиях прогрева, и определить, насколько изменяются рассматриваемые параметры.

Список литературы

1. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта / Р.С. Хисамов, М.М. Мусин, К.М. Мусин [и др.]. – Казань: Фэн, 2013. – 232 с.

2. Downhole receiver based technology for geophysical monitoring of super-viscous oil deposits development by steam injection//Society of Petroleum Engineers / V. Sudakov, D. Khasanov, A. Stepanov [et al.] // SPE-193662-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/193662-MS.

3. Combined Cost-effective Seismic Monitoring Technology for a Shallow Heavy Oil Reservoir Driven by SAGD / A.V. Stepanov, D.K. Nurgaliev, M.A. Amerkhanov [et al.] // Geomodel 2018. – European Association of Geoscientists & Engineers, 2018. – Т. 2018. – № 1. – С. 1–5. – DOI: 10.3997/2214-4609.201802393

4. Хасанов Р.Р., Муллакаев А.И., Дусманов Е.Н. Состав песчаников в продуктивных горизонтах пермских битумных залежей Татарстана // Ученые записки Казанского университета. Сер. Естественные науки. – 2017. – Т. 159. – № 1. – С. 164–173.

5. Rock physics laboratory experiments on bitumen-saturated carbonates from the Grosmont Formation, Alberta / A. Rabbani, O. Ong, X. Chen [et al.] // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2016. – Society of Exploration Geophysicists, 2016. – Р. 3464–3467. – DOI: 10.1190/segam2016-13972165.1

6. Wolf K. Laboratory measurements and reservoir monitoring of bitumen sand reservoirs. – Stanford: Stanford University, 2010.

7. Properties of Oil sands and Bitumen in Athabasca / H. Mochinaga, S. Onozuka, F. Kono [еt al.] // The Canadian Society of Exploration Geologists CSPG–CSEG–CWLS Convention. – 2006. – Р. 39–44.

8. Yuan H., Han D., Zhang W. The effect of pressure and temperature on bitumen saturated carbonate // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2015. – Society of Exploration Geophysicists, 2015. – Р. 3151–3155. – DOI: 10.1190/segam2015-5907385.1

9. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The rock physics handbook. – Cambridge: Cambridge university press, 2020. – 511 p.

10. Горгун В. А., Утемов Э. В., Косарев В. Е. Дисперсионный метод определения скоростей по данным многоэлементного волнового акустического каротажа // Георесурсы. – 2011. – №. 6 (42). – С. 44–47.

11. Yachmeneva E., Starovoytov A., Kosarev V. Investigation of elastic characteristics of bitumen core // International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM. – 2018. – Т. 18. – № 1.4. – Р. 547–552. – DOI: 10.5593/sgem2018/1.4/S06.071

12. Han D., Liu J., Batzle M. Acoustic property of heavy oil – Measured data // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2006. – Society of Exploration Geophysicists, 2006. – Р. 1903–1907. – DOI: 10.1190/1.2369898

13. Фациальная характеристика шешминских битуминозных отложений / Н.Г. Нургалиева, Н.А. Исханов, Д.К. Нургалиев, А.Н. Даутов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 72–75.

Нефтяные месторождения Азербайджана преимущественно сложены слабосцементированными и рыхлыми породами. Большинство этих месторождений уже вступило в завершающую стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции. На этой стадии разработки обостряются проблемы, связанные с песко- и водопроявлениями скважин. Кроме того, хотя в составе пластовой нефти месторождений Азербайджана отсутствует реликтовый (первичный) сероводород, в продукции многих добывающих скважин наблюдается наличие биогенного сероводорода (сероводорода вторичного происхождения). Также возможно заражение продуктивного пласта в результате постепенного разложения ряда реагентов (полимеров и лигносульфонатов), содержащихся в технологических жидкостях (буровых растворах, жидкостях глушения и др.) сульфатвосстанавливающими бактериями. Вследствие этого в процессе добычи нефти возникают серьезные осложнения, связанные с высокой коррозионной агрессивностью и токсичностью сероводорода. В связи с отмеченным возникает необходимость в более тщательном изучении сероводорода и выявления степени его разрушительного воздействия в процессе добычи нефти. Из всего многообразия коррозионно-активных пластовых флюидов наибольшую опасность представляют сероводород и углекислота, вызывающие интенсивное коррозионное поражение как внутрискважинного оборудования, так и тампонажного камня, который является барьером против песка и пластовой воды. В результате исследований взаимодействия цементного камня с растворенным в пластовой воде сероводородом установлено, что при термодинамических процессах применяемые цементы не обеспечивают получение стойкого цементного камня. Буферный слой внутри тампонажного камня обладает большей проницаемостью и в меньшей степени препятствует переносу агрессивного вещества в глубь цементного камня и гидросульфата кальция в околоскважинную зону, что приводит к интенсивному разрушению камня. Отмечена необходимость продолжения исследования физико-химических факторов, влияющих на скорость коррозии цементного камня для установления количественной связи между факторами и определения методы повышения коррозийной стойкости камня.

Список литературы

1. Фейзуллаев А.О. О глубине диагенетических процессов и нижней границы биосферы в южно-каспийском бассейне // Геофизические процессы и биосфера. – 2020. – Т. 19. – № 2. – С. 57–73.

2. Процессы коррозии цементного камня под действием кислых компонентов пластовых флюидов / Ф.А. Агзамов, Л.Н. Ломакина, Н.Б. Хабабутдинова [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2015. –Т. 13. – № 4. – С. 10–28.

3. Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в магнезиальных агрессивных средах / Ф.А. Агзамов, А.Н. Махмутов, Э.Ф. Токунова [и др.] // Георесурсы. – 2019. – Т. 21. – № 3. – С. 73–78.

4. Вороник А.М., Каменских С.В., Шаров Е.В. Исследование коррозионной стойкости цементного камня в условиях сероводородной агрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2017. – № 2. – С. 38–43.

5. Каменских С.В., Ланина Т.Д., Шаров Е.В. Анализ исследований тампонажных цементов для условий сероводородной агрессии // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 3. – С. 39–43.

6. Вороник А.М., Каменских С.В., Уляшева Н.М. Крепление высокопроницаемых горных пород, содержащих агрессивные флюиды // Булатовские чтения. – 2020. – Т. 3. – С. 51–55.

7. First Implementation of Self-Healing Cement Systems in HS/CO Aggressive Environment Across Pay-Zone / A.S. Sozonov, V.Y. Sukhachev, O.V. Olennikova [et al.] // SPE-201842-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201842-MS.

8. Wentworth Christy C., Jeffrey F. Kramer. A New High Performance Biguanide Polyammonium-Based Blend for Control of Microbiological Fouling in Oil and Gas Stimulation // Paper presented at the CORROSION. – April 2021.

9. Research and Development of the Lightweight Corrosion-Resistant Cement Blend for Well Cementing in Complex Geological Conditions / S. Kamenskih, N. Ulyasheva, G. Buslaev [et al.] // SPE-191509-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191509-18RPTC-MS

10. New Materials and Technologies for Life-Lasting Cement Sheath: A Review of Recent Advances / N. Jafariesfad, S. Sangesland, K. Gawel, M. Torsæter //

SPE-199885-PA. – 2020. – https://doi.org/10.2118/199885-PA

11. Nano-Sized MgO with Engineered Expansive Property for Oil Well Cement Systems / N. Jafariesfad, Y. Gong, M.R. Geiker, P. Skalle // SPE-180038-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/180038-MS

12. The Cement Slurry and Technology of the Cementing for Environments Abnormally High Content of Hydrogen Sulfide / D.A. Utkin, O.V. Garshina, I.A. Kudimov, G.V. Okromelidze // SPE-201840-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201840-MS

Выполнен обзор исследований процессов фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Дано описание факторов, влияющих на особенности фильтрации, таких как капиллярное давление и силы межмолекулярного взаимодействия; наличие в коллекторе воды и глинистых минералов; микроструктура породы и жидкости; изменение напряженного состояния породы. Особое внимание уделено нелинейным эффектам фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. Отмечено, что отклонение от линейного закона фильтрации связывают с наличием начального градиента давления. Рассмотрены способы определения начального градиента давления, а также экспериментальные и теоретические варианты нахождения нижней границы применимости закона Дарси. Оценено влияние отклонения от закона Дарси на нижней границе на производительность скважин и эффективность методов интенсификации притока. Сделан вывод, что традиционные методы разработки месторождений, основанные на использовании закона Дарси и уравнении капиллярного давления Лапласа, в условиях низкопроницаемых коллекторов требуют корректировки. Существующие в настоящее время критерии классификации коллекторов с низкой проницаемостью не удовлетворяют условиям практической разработки,в связи с этим приведены варианты классификации коллекторов. Установлено, что к коллекторам с низким фильтрационным потенциалом необходимо относить породы с газопроницаемостью менее 0,004 мкм². Разработан план создания научно-методической базы для прогнозирования фильтрационных свойств в низкопроницаемых коллекторах. Данная научно-методическая база позволит подготовить проекты изменений в существующие нормативно-правовые документы. Создание выгодных условий освоения коллекторов проницаемостью менее 0,004 мкм² позволит увеличить извлекаемые запасы нефти на 4 млрд. т на разрабатываемых и разведываемых месторождениях. 

Список литературы

1. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК» Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 4–7.

2. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения / В.А. Байков, Р.Р. Галеев, А.В. Колонских [и др.] // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 8–12.

3. Prada A., Civan F. Modification of Darcy’s law for the threshold pressure gradient // J Petrol Sci Eng. – 1999. – No 22 (4). – P. 37–40.

4.  Дударева О.В. Особенности фильтрации в низкопроницаемых коллекторах: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – Уфа, 2016. – 119 с.

5. Фильтрация жидкостей в аномальных коллекторах / С.И. Грачев, В.А. Коротенко, Н.П. Кушакова [и др.] // Изв. Томского политехнического университета. – 2019. – Т. 330. – № 7. – С. 104–113.

6. Шпуров И.В., Тудвачев А.В. Обоснование граничного значения проницаемости коллекторов при их дифференциации на классы с высоким и низким фильтрационным потенциалом // Нефтяное хозяйство. – 2015. – N 9. – C. 2–6.7.

7. Шпуров И.В. Методология построения геолого-технологической модели низкопродуктивных отложений Ю1 Нижневартовского района // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – Специальный выпуск. «ЗапСибНИИГГ – 35 лет». – С. 52–61.

8. Wang X., Sheng J.J. Effect of low-velocity non-Darcy flow on well production performance in shale and tight oil reservoirs // Fuel. – 2017. – Nо 190.– P. 41–46.

9. Kundu P., Kumar V., Indra M. Mishra Experimental and numerical investigation of fluid flow hydrodynamics in porous media: Characterization of Darcy and non-Darcy flow regimes. – Powder Technology, 2016. – 51 p.

10. Шагапов В.Ш., Дударева О.В. Проявление нелинейных эффектов фильтрации в низкопроницаемых коллекторах при переменных режимах функционирования скважины // Вестник Томского гос. ун-та. – 2016. – № 1 (39). – С. 102–114.

11. Classification and Evaluation of Ultra-Low Permeability Reservoirs in the Changqing Oilfield / X. Ran, A. Li, J. Zhao, S. Li // IPTC 16603. – P. 1–7. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.350.iptc16603

12. Non-Darcy flow numerical simulation for low–permeability reservoirs / J. Xu, R. Jiang , L. Xie [et al.]  // SPE 154890. – 2014. – DOI:10.2118/171174-MS. – DOI:10.2118/171174-MS

Завершающая стадия разработки основных объектов месторождения обусловливает необходимость поиска и добычи углеводородов из пластов со сложным геологическим строением. Одним из таких объектов являются отложения тюменской свиты одного из месторождений Западной Сибири, охватывающие средне-верхнеюрскую часть разреза месторождения и связанные с трансгрессивной стадией развития платформенного чехла, в ходе которого происходила смена континентального режима седиментации на прибрежный. Такие отложения характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой неоднородностью коллектора, как латеральной, так и вертикальной.

В статье приведены результаты комплексного подхода к оценке геомеханических свойств пластов ЮС₀-ЮС₂, рисков бурения и проектированию разработки. Основные проблемы на исследуемом месторождении связаны с многочисленными осложнениями, которые возникают с началом бурения горизонтальных скважин вдоль регионального стресса. К таким осложнениям относятся прихваты бурильной колонны, затяжки и посадки, невозможность спуска эксплуатационной колонны и хвостовика до проектных глубин вследствие обрушения ствола скважины и осыпи углей, смятие эксплуатационной колонны, проблемы при проведении операций гидравлического разрыва пласта (ГРП). В результате требуется повторное бурение горизонтальных стволов, что существенно повышает стоимость строительства скважин. Отмечено, что фактические показатели работы горизонтальных скважин, пробуренных на рассматриваемом месторождении, не достигли проектных значений по технологическим причинам: соотношение дебитов горизонтальной и наклонно направленной скважин в среднем составляло 1,3 при проектной величине 2,3. По результатам комплексного анализа данных о скважинах, пробуренных на момент выполнения работы, уточнены геомеханические свойства модели. Это позволило оценить риски, возникающие при бурении скважин, сформировать мероприятия для их нивелирования, а также модифицировать системы разработки.

Список литературы

1. Рыкус М.В., Сулейманов Д.Д. Седиментологический контроль промысловых свойств терригенного коллектора тюменской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 80–85. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-8-80-85

2. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. – Уфа: Мир печати, 2014. – 324 с.

3. Petroleum Related Rock Mechanics, second edition / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – UK: Elsevier, 2008. – 491 Р.

4. Zobak M.D. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2010. – 449 р.

5. Латыпов  И.Д., Исламов Р.А., Сулейманов Д.Д. Геомеханические исследования баженовской свиты // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 20–24.

Поддержание уровней добычи на длительно эксплуатируемых и находящихся в завершающей стадии разработки месторождениях – одна из ключевых задач компаний-недропользователей. Основным средством повышения производительности высокообводненных и малодебитных залежей является бурение боковых стволов и горизонтальных скважин. Получение информации об особенностях геологического строения и распределении текущих подвижных запасов нефти позволяет эффективно планировать профили таких скважин и повышать их рентабельность. Основным применяемым средством для локализации участков с высокой плотностью подвижных извлекаемых запасов нефти являются постоянно действующие геолого-гидродинамические модели. Фильтрационная модель содержит информацию о пространственном расположении эффективных нефтенасыщенных песчаных тел.

В статье рассмотрены результаты работ, направленных на уточнение пространственного расположения песчаных тел с высокой плотностью подвижных запасов нефти для проектирования профилей горизонтальных скважин, планируемых к бурению. Для планирования бурения предлагается строить модифицированные карты плотности подвижных запасов нефти с использованием информации о выявленных песчаных телах. Задача решена с использованием методов и алгоритмов анализа трехмерных геолого-гидродинамических моделей, реализованных в корпоративном программном обеспечении. Кроме того, представлен метод расчета коэффициента заводнения, основанный на решении уравнения Баклея – Леверетта для разобщенных интервалов. Данный метод позволяет учесть прорыв воды по каналам с высокой проводимостью при выработке запасов нефти из расчлененных коллекторов. Применение методов, рассмотренных в статье, направлено на увеличение накопленной добычи нефти по новым боковым горизонтальным стволам на высокообводненных месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки.

Список литературы

1. Головченко Е.Н., Дорофеева Е.Ю. Разбиение графов микродоменов. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета // Аэрокосмическая техника. – 2014. – № 39. – С. 35–49.

2. Pollock D.W. Semi-analytical computation of path lines for finite-difference models // Ground Water. – 1988. –V. 26(6). – P. 743–750.

3. Ходанович Д.А., Сохошко С.К. Решение одномерной задачи вытеснения Бакли-Леверетта для определения коэффициента заводнения неоднородных коллекторов // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 5. – С. 10–14.

4. Ходанович Д.А., Бахтий Н.С. Анализ и оптимизация гидродинамических моделей ОАО «Сургутнефтегаз» для оперативного планирования геолого-технических мероприятий // В сб. докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство». – М.: Изд-во НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО, 2017. – С. 56–64.

5. Грачев С.И., Стрекалов А.В., Самойлов А.С. Повышение эффективности  разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 204 с.

В статье рассмотрены вопросы выбора и применения потокоотклоняющих технологий на объектах разработки Ванкорского месторождения ООО «РН-Ванкор». Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение сравнительно молодое и наиболее крупное из открытых в России в конце ХХ века. Его промышленная разработка начата в 2009 г. Система поддержания пластового давления введена в эксплуатацию в 2009–2010 г. при начальной обводненности скважин 1,6 %. С 2011 г. начался интенсивный рост обводненности. В настоящее время наблюдаются высокий темп обводнения добываемой жидкости при неравномерной накопленной компенсации отбора закачкой по блокам и значительное отставание отбора начальных извлекаемых запасов от обводненности,

В первой части статьи рассмотрена возможность планирования и применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также проведен анализ по критериям применимости этих МУН в условиях Ванкорского месторождения. Рассмотрены вопросы выбора потокоотклоняющих технологий и их совершенствования с учетом ряда особенностей, таких как высокие расчлененность и проницаемость, проницаемостная неоднородность коллекторов, а также разработка по сети горизонтальных и наклонно направленных скважин. Показаны результаты лабораторной проработки и опытно-промысловых испытаний технологии на основе трехмерно сшитых частично гидролизованных полимеров акриламида. Установлены пути обводнения добывающих скважин. По результатам лабораторных тестов подобран дизайн обработки, который включает рецептуры приготовления оторочек и последовательность обработки. С учетом опыта применения гелеполимерных составов на Ванкорском месторождении усовершенствован дизайн обработки скважин. Представлена методика выбора скважин-кандидатов методом параметрического ранжирования элементов заводнения. Приведены данные о технологической эффективности воздействия на нагнетательные скважины, а также данные о числе обработок и охвате фонда при реализации программы применения потокоотклоняющих технологий. Рассмотрены периоды первых испытаний 2016 г, тиражирования 2017 г. на объекте Як-3-7 Ванкорского месторождения.

Список литературы

1. Эффективное применение потокоотклоняющей технологии на основе гелеполимерных составов в горизонтальных скважинах Ванкорского месторождения / Т.А. Исмагилов, И.М. Ганиев, А.В. Сорокин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 117–121. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-117-121

2. Systematic Approach to the Aplication of Chemical EOR in JSC “Rosneft” / A.G. Zakharyan, R.M. Musin, M. Cimic [et al.] // SPE-176727-RU. – 2015. – DOI: 10.2118/176727-MS

3. Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 56–59.

4. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений/В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, М.А. Силин. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. – 225 с.

5. Земцов Ю.В., Лыткин А.Э. Пошаговый алгоритм анализа результатов реализации химических МУН // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – №7. – С. 48-52.

6. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 639 с.

7. Shandrygin A.N., Lutfullin A. Main Trends In The Development Of Enhanced Reservoir Coverage By Stimulation In Russia // SPE-117410-RU. – 2008. – DOI: 10.2118/117410-MS.

8. Об особенностях применения потокоотклоняющих технологий на поздних стадиях разработки трещиноватых карбонатных коллекторов / И.М. Ганиев, К.В. Яковлев, А.М. Белых, Т.А. Исмагилов // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 3.– С. 51–60.

9. Инновационный подход к применению физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть» / А.М. Белых, Д.О. Перевощиков, И.М. Ганиев, Т.А. Исмагилов // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 6. – С. 36–50.

10. Совершенствование потокоотклоняющих технологий на основе полимерных систем для карбонатных коллекторов ОАО «Удмуртнефть» / А.М. Белых, Д.О. Перевощиков, И.М. Ганиев, Т.А. Исмагилов // Инженерная практика. – 2016. – № 7. – С. 22–27.

Эксплуатация нефтегазовых месторождений на поздних стадиях разработки характеризуется высокой обводненностью скважинной продукции. В этих условиях одной из важных задач является прогнозирование газового фактора и общего объема добычи нефтяного газа с учетом его растворения в пластовой воде. В статье рассмотрены методические подходы к прогнозированию объема добычи нефтяного газа, растворенного как в нефти, так и в пластовой минерализованной воде. Предложена методика расчета фазовых превращений пластовых флюидов, которая позволяет при заданных термобарических пластовых условиях и условиях сепарации оценить прирост газосодержания скважинной продукции за счет объема метана выделившегося из 1 м³ пластовой минерализованной воды в термобарических условиях сепарации скважинной продукции. Моделирование фазовых превращений пластовых флюидов проведено на основе модифицированного авторами уравнения состояния типа Cubic Plus Association (CPA), которое учитывает эффекты ассоциации полярных молекул смеси. Для удобства выполнения практических расчетов разработаны алгоритмы, которые реализованы в программном обеспечении. Методика апробирована на 18 объектах разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири в двух дочерних обществах ПАО «НК Роснефть». Результаты расчетов показали хорошую сходимость с фактическими данными эксплуатации объектов. Применение методики позволило повысить точность прогнозирования добычи нефтяного газа в 2020 г. в среднем на 60 %. Данные результаты способствуют реализации стратегии компании «Роснефть» по углеродному менеджменту до 2035 г. на основе перспективного планирования развития нефтехимического и энергетического направления рационального использования нефтяного газа.

Список литературы

1. https://www.un.org/sustainabledevelopment/ru

2. ПАО «НК «Роснефть» представила концепцию экологического развития. – https://www.rosneft.ru/press/news/item/205187/

3. Гулятьева Н.А., Бобров Е.В. Влияние растворенного в воде газа на технологические показатели разработки месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №4. – С. 52–54. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-04-52-54

4. Фоминых О.В. Научно-методическое обоснование учета фазовых равновесий при проектировании разработки и эксплуатации месторождений углеводородов : дис. … д-ра техн. наук. – Тюмень, 2020. — 200 с.

5. Ahmed T. Equations of State and PVT Analysis Applications for Improved Reservoir Modeling. – Oxford: Gulf Professional Publishing, 2016. – 614 p.

6. Bahadori A. Fluid Phase Behavior for Conventional and Unconventional Oil and Gas Reservoirs. – Oxford: Gulf Professional Publishing, 2017. – 545 p.

7. El-Banbi A., Alzahabi A., El-Maraghi A. PVT Property Correlations Selection and Estimation. – Oxford: Gulf Professional Publishing, 2018. – 412 p.

8. Calculation of thermodynamic properties of water by the CPA equation of state / G. Pinga, T. Hanmina, W. Zhouhuaa, W. Qianb // Natural Gas Industry. – 2017. – № 4. – Р. 305–310.

9. Prediction model of water-soluble gas content in a high-pressure and high-temperature water-soluble gas reservoir / X. Huang, Q. Li, Z. Qi [et al.] // Applied Geochemistry. – 2021. – № 124. – P. 104855.

10. Transport properties of Methane, Ethane, Propane, and n-Butane in Water / S. Pokharel, N. Aryal, B.R. Niraula [et al.] // Journal of Physics Communications. – 2018. – V. 2. – № 6. – P. 065003.

11. Kampbell D.H., Vandergrift S.A. Analysis of Dissolved Methane, Ethane, and Ethylene in Ground Water by a Standard Gas Chromatographic Technique // Journal of Chromatographic Science. – 1998. – V. 36. – P. 253–256.

12. Masoodiyeh F., Mozdianfard M.R., Karimi-Sabet J. Thermodynamic modeling of PVTx properties for several water/hydrocarbon systems in near-critical and supercritical conditions // Korean Journal of Chemical Engineering. – 2013. – № 30 (1). – Р. 201–212.

13. Hajiw M., Chapoy A., Coquelet C. Hydrocarbons-Water Phase Equilibria Using the CPA Equation of State with a Group Contribution Method // Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2015. – № 93. – P. 432–442.

14. Халфин Р.С., Михайлов В.Г. Термодинамические условия образования гидратов метана при промысловой транспортировке попутного нефтяного газа // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 11. – С. 54–63.

В современных условиях одним из основных конкурентных преимуществ в нефтегазовой отрасли является качественная обработка и анализ большого объема данных для последующего решения задач календарного планирования добычи, номинального производства и проведения ремонтов. Использование методов машинного обучения рассматривается как актуальное и перспективное направление. Однако одна из проблем заключается в невозможности решения инженерных задач с помощью только алгоритмов машинного обучения или только физических и математических моделей. Обращение только к одному из подходов является либо более трудоемким, либо допускает возможность нефизичных решений и значительных ошибок.

В статье представлены новые подходы к анализу высокочастотной информации системы телеметрии на примере решения различных задач нефтяного инжиниринга. Предлагаемые гибридные алгоритмы анализа данных, заключающиеся в использовании методов статистической обработки данных и машинного обучения совместно с традиционными гидравлическими расчетами в элементах компоновки скважин, позволяют существенно увеличить ценность поступающей информации, своевременно выявлять возникшие проблемы и обеспечивать своевременное реагирование на них, а следовательно, повысить эффективность разработки месторождений без проведения дополнительных исследований. Алгоритмы дают возможность по косвенным данным, без прямых замеров дебита, выявлять отклонения от запланированного режима работы, а также ошибки в работе замерной инфраструктуры. Алгоритмы апробированы на месторождениях АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ООО «Газпромнефть-Оренбург». Эффективность обеспечена за счет предупреждения технологических осложнений на скважинах, оптимизации режимов периодического кратковременного включения скважин механизированного фонда, а также за счет автоматического выявления проблем с замерной инфраструктурой.

Список литературы

1. Волков Н.А., Дахова Е.Ю. Верификация промысловых данных и прогнозная модель на основе вариационного автоэнкодера в приложении к механизированному фонду / SPE-201936-MS. – 2020. –  https://doi.org/10.2118/201936-MS

2. Юдин Е.В., Хабибуллин Р.А., Галяутдинов И.М. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196816-MS

В статье рассмотрены вопросы прогнозирования накопленных показателей добычи для горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), вскрывающих баженовскую свиту на Пальяновской площади Красноленинского месторождения (Ханты-Мансийский автономный округ). Согласно оценкам специалистов компании «Газпром нефть» данная формация характеризуется крайне низкими показателями фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость - порядка 0,001×10^-3 мкм²), что создает ряд сложностей как при эксплуатации скважин, так и при моделировании процессов дренирования целевого объекта и прогнозировании.

Приведены результаты комплексного анализа накопленных исторических данных по показателям добычи скважин, технологическим показателям, характеризующим особенности строительства и стимуляции скважин, и геологических показателям, характеризующим геомеханические свойства целевого объекта, а также влияющим на проведение стимуляции скважин с помощью МГРП. Текущее состояние разработки Пальяновской площади Красноленинского месторождения определяет тип решаемой задачи как анализ данных на малых выборках. В результате анализа были построены статистические модели, которые позволяют количественно оценивать показатели добычи по данным, характеризующим особенности дизайна строительства и стимуляции скважины. Представлена методика подготовки исходных данных к анализу, выбора инструментов моделирования и оценки статистической значимости найденных зависимостей. На основе построенных статистических моделей выполнен вероятностный прогноз показателей добычи для новых скважин с принципиально новым дизайном строительства и стимуляции скважин. Для построения прогноза в связке используются кластерный анализ показателей добычи, корреляционный анализ показателей добычи и технологических показателей, анализ регрессионных моделей показателей добычи, семплирование методом Монте-Карло. Рассчитанный прогноз подтвердил выбор направления технологического совершенствования дизайна – расчетные показатели добычи свидетельствуют о кратном увеличении добычи по сравнению со среднестатистическими показателями ранее пробуренных скважин.

Список литературы

1. Плавинский С.Л., Работа с малыми выборками. Статистический анализ данных с пропущенными наблюдениями // Научный семинар для молодых ученых «Применение статистических методов в фундаментальных и прикладных биомедицинских научных исследованиях», Санкт-Петербург, 26-27 марта 2014 г. – https://www.youtube.com/watch?v=YeYs6GfNv-0

2. Dealing with very small datasets. – https://www.kaggle.com/rafjaa/dealing-with-very-small-datasets

3. Choosing the right estimator. – https://scikit-learn.org/stable/tutorial/machine_learning_map/index.html

4. Кобзарь А.И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников. – М.: Физматлит, 2012. - 813 с.

5. Лапач С.Н., Радченко С.Г. Регрессионный анализ в условиях неоднородности факторного пространства // Математичні машини і системи. – 2016. - № 3 – С. 55-63.

6. Зубков А.Ф., Деркаченко В.Н., Бармин М.А. Кластерный и дискриминантный анализ региональных рынков страхования //Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Информатика. Телекоммуникации. Управление. – 2012. – № 1(140). – С. 113-118.

7. Сивоголовко Е.В. Методы оценки качества чёткой кластеризации // Компьютерные инструменты в образовании. – 2011. – № 4. -  С. 14-31.

8. Факторный дискриминантный и кластерный анализ: сборник / пер. с англ. А.М. Хотинского, С.Б. Королева; под ред. И. С. Енюкова. - М.: Финансы и статистика, 1989. - 215 с.

Интегрированное моделирование является инструментом управления процессами добычи углеводородов, включая как подземные, так и наземные элементы эксплуатационного объекта. Основной целью являлась оптимизация работы наземной инфраструктуры сеноманской залежи и планирования мероприятий за счет интегрированного подхода к моделированию. В статье рассмотрены этапы построения интегрированной модели газового промысла сеноманской залежи одного из месторождений Тюменской области, основными элементами которой являются трехмерная гидродинамическая модель, модели скважин и модель наземного обустройства. Для создания модели и проведения расчетов использован программный комплекс Petroleum Experts (Prosper, Gap, Resolve). Гидродинамическая модель и модели скважин адаптированы к результатам газодинамических исследований для корректной интеграции в интегрированную модель. Рассмотрены этапы построения элементов газосборной сети, а также задания моделей компрессоров на основе газодинамических характеристик. Выполнен анализ прогнозных технологических показателей работы газового промысла по базовому варианту, на основании которого сформированы оптимизационные подходы к разработке сеноманской залежи – использование резервных мощностей компримирования, строительство дополнительных трубопроводов. Предложен дополнительный алгоритм, который позволяет регулировать прогнозный расчет добычи газа. Входными данными для алгоритма являлись максимальный отбор газа по объекту ПК₁ и технологические ограничения по скважинам (максимальный и минимальный дебит газа, предельно допустимая депрессия). Программа управляет скважинами, подбирая диаметры штуцеров для достижения максимального уровня добычи газа. В заключение проведена технико-экономическая оценка базового и альтернативных вариантов, по результатам которой определен наиболее рациональный вариант разработки пласта ПК₁.

Список литературы

1. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов – М.: Недра, 1986. – 856 с.

2. Костюченко С.В., Кудряшов С.В., Воробьев П.В. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 11. – С. 100–103.

3. Маркман П.Г., Коркин Р.В. Оптимизация трубопроводных систем – Томск: Heriot-Watt, 2005. – 126 с.

4. Использование систем интегрированного моделирования для обоснования технологического режима работы газового промысла / С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов, А.Н. Харитонов, М.Н. Киселев // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 2. – С. 64–69.

Бизнес-процесс при проведении гидродинамических (ГДИС) и геофизических (ГИС) исследований скважин в периметре компании «Роснефть» состоит из множества этапов,требует взаимодействия специалистов различных служб заказчика и подрядных организаций, что обусловливает потребность в автоматизации. В статье представлена концепция цифрового сервиса ГДИС/ГИС, разработанного на базе корпоративного продукта «РН-КИН». Сервис позволяет основным участникам платформы взаимодействовать в одном информационном пространстве, обеспечивая взаимовыгодные условия для сторон. Для всех участников разработаны специализированные автоматизированные рабочие места. Сервис для заказчика включает набор функций для подбора скважин-кандидатов для проведения исследования, формирования заявки ГДИС/ГИС, мониторинга проведения исследования, приемки материалов от сервисного подрядчика и экспертного контроля качества ГДИС/ГИС. Основные преимущества сервиса для заказчика заключаются в мгновенном поступлении материалов в цифровом виде и требуемом объеме для оперативного принятия решений, а также в возможности мониторинга этапов проведения исследований. Сервис, разработанный для подрядчиков, обеспечивает поддержку диспетчерской и контрольно-интерпретационной службам при приеме новых заявок на ГДИС/ГИС, оформлении и передаче заказчику материалов по результатам проведенного исследования по стандартам компании. Использование сервиса позволяет подрядчику снижать технологические риски при проведении работ на скважине за счет оперативных и достаточных сведений о скважине, получаемых перед исследованием. Созданная технология гарантирует оперативное поступление полного объема результатов проведенного исследования в корпоративную базу данных. Обеспечивается наполняемость базы и корректность информации, что дает возможность углубленного анализа результатов исследований скважин.

Список литературы

1. Реализация подсистемы гидродинамических исследований скважин в информационной системе «РН-КИН» на примере ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Г.Ф. Асалхузина, А.Г. Биккинина, А.Я. Давлетбаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 94-98. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-94-98

2. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе РН-КИН / В.А. Байков, С.А. Рабцевич, И.В. Костригин, А.В. Сергейчев  // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 14–17.

3. Гидродинамические и промысловые исследования скважин (от планирования до анализа выполнения и визуализации) / Е.В. Костригин, А.Я. Давлетбаев, Р.И. Абдуллин, Э.Р. Назаргалин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 18–21.

4. Программный комплекс «РН-КИН»: история создания, развития и внедрения / И.В. Костригин, Т.Г. Загуренко, И.Ф. Хатмуллин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 4–7.

В статье представлены результаты исследования возможности применения аэрофотосъемочного оборудования DJI P4 Multispectral, особенностью которого является наличие мультиспектральной камеры, для распознавания состава древостоя и получения данных, необходимых при определении таксационных показателей. Работы выполнялись в рамках лесоустроительных и лесотаксационных работ в целях развития методики таксации лесосек по данным воздушного лазерного сканирования и цифровой аэрофотосъемки, разрабатываемой в интересах ПАО «НК «Роснефть». В рамках исследования проверена возможность использования комплекса DJI P4 Multispectral в целях классификации элементов леса по породному составу, а также идентификации деревьев и определения их высоты. Выявлены оптические особенности комплекса DJI P4 Multispectral. Оценена точность измерения высот древесной растительности методами аэрофотосъемки и воздушного лазерного сканирования. Дано описание применяемого оборудования, последовательности выполнения полевых работ, а также алгоритмов обработки полученных материалов. Выполнены анализ обработки полученных аэросъемочных материалов при автоматизированном дешифрировании пород деревьев, проверка достоверности и точности фиксации высот древесной растительности методами аэрофотосъемки и воздушного лазерного сканирования, применимости данных воздушного лазерного сканирования для задач топографии. Сделаны выводы о возможности применения мультиспектральных данных и фотограмметрического облака точек для определения высоты деревьев, сегментации крон, классификации древесных пород. Также сделан вывод о применимости данных воздушного лазерного сканирования для задач топографии. Показана целесообразность применения комплекса DJI P4 Multispectral при проведении лесотаксации на объектах ПАО «НК «Роснефть» и разработке новых методов получения данных для определения лесотаксационных показателей.

Список литературы

1. Cici A., Korstjens A.H., Hill A.R. Influence of micro-topography and crown characteristics on tree height estimations in tropical forests based on LiDAR canopy height models // International Journal of Applied Earth Observation and Geoinformation. – 2018. – V. 65. – P. 105–113. ISSN 0303-2434. – DOI: 10.1016/j.jag.2017.10.009.

2. Autonomous Collection of Forest Field Reference – The Outlook and a First Step with UAV Laser Scanning / A. Jaakkola, J. Hyyppä, X. Yu [et al.] // Remote Sensing. – 2017. – № 9 (8). – 785 р. – DOI: 10.3390/rs9080785.

3. Forest and UAV / F. Gambella, L. Sistu, D. Piccirilli [et al.] // A bibliometric review. Contemporary Engineering Sciences. – 2016. – V. 9. – № 28. – Р. 1359–1370.

4. Recent Advances in Unmanned Aerial Vehicles Forest Remote Sensing / R. Dainelli, P. Toscano, Gennaro Di SF., A. Matese // A Systematic Review. – Part II. – Research Applications Forests. – 2021. – № 12 (4). – 397 р. – DOI: 10.3390/f12040397.

5. Experimental Evaluation and Consistency Comparison of UAV Multispectral Minisensors / H. Lu, T. Fan, P. Ghimire, L. Deng // Remote Sensing. – 2020. – № 12 (16). – 2542 р. – DOI: 10.3390/rs12162542.

6.  Reidelstürz P., Drauschke M., Bartelsen J. Towards UAV-based forest monitoring, Proceedings of the Workshop on UAV-based Remote Sensing Methods for Monitoring Vegetation. – Germany: University of Cologne. – September 9th-10th 2013. – Geographisches Institut zu Köln, Kölner Geographische Arbeiten. – Band 94. – P. 21–32. – DOI: 10.5880/TR32DB.KGA94.5.

7. Automated Identification of Crop Tree Crowns From UAV Multispectral Imagery by Means of Morphological Image Analysis / R. Sarabia, A. Aquino, J.M. Ponce [et al.] // Remote Sensing. – V. 12. – № 48. – DOI: 10.3390/rs12050748.

8. Adhikari A., Kumar M., Raghavendra S. An Integrated Object and Machine Learning Approach for Tree Canopy Extraction from UAV Datasets // Journal of the Indian Society of Remote Sensing. – 2021. – Mar 1. – DOI: 10.1007/s12524-020-01240-2.

9. Onishi M., Ise T. Explainable identification and mapping of trees using UAV RGB image and deep learning / // Scientific Reports. – 2021. – № 11 (1). – 903 р. – DOI: 10.1038/s41598-020-79653-9.

10. Zawawi A.A., Shiba M., Jemali N. Accuracy of LiDAR-based tree height estimation and crown recognition in a subtropical evergreen broad-leaved forest in Okinawa, Japan // Forest Systems. – 2015. – № 24 (1). – Р. 1–11.

11. Carbon Stock Estimations in a Mediterranean Riparian Forest: A Case Study Combining Field Data and UAV Imagery / M.R. Fernandes, F.C. Aguiar, M.J. Martins [et al.] // Forests. – 2020. – № 11 (4). – 376 р. – https://doi.org/10.3390/f11040376

12. Шумейко С.А., Филин Н.Н. Применение беспилотных летательных аппаратов непрофессионального сегмента для решения инженерно-геодезических задач и картографирования территорий месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 42–45. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-42-45.

В статье рассмотрены результаты работ по обоснованию выбора и испытанию технологии оперативного инструментального определения подлинности и контроля качества нефтепромысловых химических реагентов. По открытым источникам информации определен список веществ и компонентов, входящих в состав нефтепромысловых реагентов. Данные о компонентном составе позволили обоснованно выбрать группу спектральных методов, позволяющих наиболее полно охватить инструментальным контролем основные классы нефтепромысловых реагентов. Экспериментальная проверка показала, что спектроскопия инфракрасной области (ИК) и спектроскопия комбинационного рассеяния (КР) наиболее полно удовлетворяют условиям, объектам и цели проведения оперативного контроля реагентов при химизации производственных процессов. В результате лабораторных исследований и промысловых испытаний установлено, что методы спектроскопии позволяют надежно и объективно различать торговые марки однотипных нефтепромысловых реагентов, оперативно определить марку (идентифицировать реагент) и подлинность (верифицировать реагент) в полевых условиях. При этом разработанное техническое решение обеспечивает возможность зафиксировать и оцифровать состав и свойства образца реагента в виде уникального спектрального идентификатора. Спектральные идентификаторы формируют электронную базу реагентов, которая может использоваться с целью дальнейшего количественного сравнения состава и свойств лабораторных и промысловых образцов реагентов на каждой стадии цикла лабораторные исследования - опытно-промысловые испытания - промысловое применение без ограничений по срокам хранения, локации выполненных лабораторных исследований и промыслового применения. Перспективы развития технологии и метода заключаются в разработке и вводе в промысловую практику электронной библиотеки цифровых спектральных идентификаторов реагентов; регистрации их на стадиях лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний; применения ИК и КР спектроскопии для полевой оперативной экспертизы качества реагентов при промысловом применении в технологиях добычи.

Образование водонефтяных эмульсий при добыче и транспортировке нефти происходит при постоянно меняющейся температуре нефтяного потока и может сопровождаться повышением вязкости нефти и выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Важным показателем высокопарафинистой нефти является температура нефтяного потока, определяющая различные структурные состояния надмолекулярных образований из парафинов, асфальтенов, смол и влияющая на реологические свойства. В статье рассмотрены результаты исследований реологических свойств и процесса осадконакопления водонефтяных эмульсий, сформированных при различных температурах. Объектами исследования являлись искусственно приготовленные при температурах 10, 20, 40 и 60 °С эмульсии с объемным содержанием воды от 5 до 40 %. Показано, что вязкость, температура застывания и осадконакопление водонефтяных эмульсий зависят от условий их формирования и степени обводненности. Установлено, что на изменение реологических свойств эмульсий, образованных при температуре 10 и 20 °С, большее влияние оказывает содержание воды, чем температура формирования. Температура застывания эмульсий практически не меняется, а значения динамической вязкости повышаются с увеличением содержания воды почти в 2 раза. Температура формирования 40 и 60 °С значительно влияет на реологические свойства эмульсий. Эмульсии, образованные при температуре 40 °С, характеризуются максимальными температурами застывания, количеством АСПО и вязкостью во всем температурном диапазоне. Повышение температуры формирования и обводненности эмульсий приводит к образованию в нефтяной системе прочной надмолекулярной структуры, что повышает температуру застывания, динамическую вязкость, энергию активации вязкого течения и смещает фазовые переходы в более высокотемпературную область. Для ингибирования АСПО использована присадка К-210 на основе упорядоченного амфифильного азотсодержащего полимера. Депрессорный эффект присадки снижается с увеличением массового содержания воды в эмульсиях. Максимальный депрессорный эффект характерен для образцов эмульсий с температурой формирования 10-20 °С и массовым содержанием воды 10 %. Формирование ассоциированных комплексов с участием присадки препятствует созданию разветвленной структуры в нефтяной дисперсной системе, что снижает ее вязкостно-температурные характеристики и упрощает ее прокачку.

Список литературы

1. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. – М.: Техника, 2000. – 336 с.

2. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафазов, В.В. Шайдаков  [и др.]. – Уфа: Монография, 2003. – 302 с.

3. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. – 324 с.

4. Well-defined alkyl functional poly(sterene-co-maleic anhydride) architectures as pour point and viscosity modifiers for lubricating oil / G. Moriceau, D. Lester, G.S. [et al.] // Energy&Fuels. – 2019. – No. 33 (8). – P. 7257–7264.

5. Poly(alkyl (meth)acrylate) depressants for paraffin oils / O.A. Kazantsev, G.I. Volkova, I.V. Prozorova [et al.] // Petroleum Chemistry. – 2016. – No. 56. – P. 68–72.

6. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. – М.: Химия, 1990. – 237 с.

7. О механизме действия ингибиторов парафиновых отложений / С.Г. Агаев, Е.О. Землянский, А.Н. Гребнев, А.Н. Халин // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». – Т 1. – 2007. – С. 219–222.

8. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Нефтяные нанотехнологии – преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. – 2008. –  №8. – С. 12–15.

9. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Влияние асфальтенов на термические свойства нефтяных и битумных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – № 6. –  C. 26–29.

10. Энергетика гидромеханического разрушения структуры высокопарафинистых нефтей / В.П. Выговской, В.А. Данекер, С.В. Рикконен, А.И. Теплов // Автоматизация и информационное обеспечение технологических процессов в нефтяной промышленности. Сб. ОАО НПФ «Геофит» ВНК / под ред. А.К. Хорькова. – 2002. – Т. 2. – С. 224–229.

11. Лоскутова Ю.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Расчет энергетических параметров гидромеханического разрушения структуры нефтей // Сб. Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа. Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. – Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2004. – С. 235–237.

12. Effect of ammonium-containing polyalkylacrylate on the rheological properties of crude oils with different ratio of resins and waxes / I.V. Litvinets, I.V. Prozorova, N.V. Yudina [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. –  No. 146. – P. 96–102.

Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся притоках флюида основана на решении, полученном при допущении, что дебит постоянен. Однако на практике скорость потока флюида изменяется, в частности, из-за сложности поддержания постоянного дебита. Отсутствие учета изменения дебита перед исследованием приводит к неточностям расчетов и ошибкам при анализе полученных результатов гидродинамических исследований. Традиционно переход от моделирования процесса добычи с постоянным дебитом к моделированию с изменяющимися дебитами осуществляется с помощью принципа суперпозиции по времени. Алгоритм расчета давления с использованием принципа суперпозиции имеет линейную сложность, где самым ресурсоемким элементом является расчет функции перепада давления. Кроме того, расчет сложной аналитической модели скважина – пласт – граница при работе скважины на десятках и сотнях режимов может занимать значительное время, что делает такие вычисления непригодными для инженерной практики.

В статье на основе принципа суперпозиции предложен метод ускорения расчета давления на забое скважины при изменяющихся дебитах по истории работы скважины. Предлагаемый метод основан на использовании аппроксимационной функции перепада давления в виде полинома четвертого порядка от логарифма времени. Коэффициенты полинома определяются при помощи метода оптимизации Левенберга – Марквардта. На трех моделях скважин (вертикальная, горизонтальная и горизонтальная с многостадийным гидроразрывом в бесконечном однородном пласте) выполнен сравнительный анализ скорости и качества расчета давления на забое по количеству вызовов функции аналитической модели, времени расчета, максимальному относительному отклонению, среднему квадратичному отклонению относительной погрешности. Показана идентичность расчетных давлений, полученных традиционным и предлагаемым методом (с использованием аппроксимирующей полиномиальной функции), для всех моделей. Предложенный метод позволяет значительно увеличить скорость расчетов при минимальной погрешности вычислений.

Список литературы

1. Walker A.C. Estimating Reservoir Pressure Using The Principle Of Superposition // SPE-2324-MS. – 1968. – https://doi.org/10.2118/2324-MS

2. Cinco-Ley H., Samaniego F. Use and Misuse of the Superposition Time Function in Well Test Analysis // SPE-19817-MS. – 1989. – https://doi.org/10.2118/19817-MS

3. Earlougher R.J. Advances in Well Test Analysis // SPE Mon. Ser. – 1977. – V. 5. – 264 p.

4. Stewart G. Well Test Design and Analysis. – Penn Well Corp., 2011. – March 29. – Р. 52–82.

5. Van Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoir // AIME. – 1949. – No. 186. –  Р. 305–324.

6. Collins R.E. Flow of Fluids Through Porous Materials. – Reinhold Publishing Corp., 1961. – Р. 108–123.

7. Roweis S. Levenberg-Marquardt Optimization. – https://cs.nyu.edu/~roweis/

8. Ozkan E., Raghavan R. New Solutions for Well-Test Analysis Problems. Parts 1 & 2 // SPE-28424-MS. – 1991. – DOI :10.2118/28424-MS

9. A Composite Model for Multi-Stage Fractured Horizontal Wells in Heterogeneous Reservoirs / Yao Shanshan, Wang Xiangzeng, Li Min, Ju Ning //

В настоящее время во всех сферах производства осуществляется полномасштабный переход к новой модели развития, обусловленной внедрением перспективных технологий и интеллектуализацией производственных процессов. На первое место выходят производственные технологии, которые включают автоматизацию, цифровое проектирование, компьютерное моделирование, оптимизацию технологических процессов, разработку цифровых двойников, применение новых материалов, роботизированных комплексов и методов искусственного интеллекта. Анализ существующих производственных систем показывает, что традиционные методы уже не могут обеспечивать оперативное и эффективное решение современных задач и конкурентоспособность предприятия. С учетом отмеченного показана актуальность вопросов технического перевооружения производства, в частности, цехов по ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ). Решение данных вопросов базируется на оптимизации технологических процессов ремонта. Оборудование в цехах по ремонту НКТ должно отвечать современным тенденциям, обеспечивать полный цикл ремонта и восстановления труб с учетом повышения ресурса их работы. Обеспечение указанных требований не только даст возможность снизить трудоемкость работ по технологической подготовке производства, но и позволит найти оптимальные производственные решения для выполнения различных видов работ, в том числе при техническом перевооружении производства.

В статье особенности внедрения инноваций рассмотрены на примере автоматизации цеха по ремонту НКТ. Выполнен анализ производственной системы. Установлено, что для существующих ремонтных цехов характерны недостаточный уровень автоматизации технологических процессов (менее 20 %); сложная производственная логистика; значительный потенциал для внедрения нового оборудования и реконструкции. Показано, что ручное производство можно заменить на роботизированное. Такая замена даст возможность повысить производительность и качество выполняемых работ.

Список литературы

1. К вопросу о развитии технологий роботизации и автоматизации в области текущего и капитального ремонта скважин / А.С. Сенькин, Н.Н. Краевский, К.О. Ильин, Р.А. Мунасыпов // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 3. –  С. 61–68. – DOI: 10.17122/ngdelo-2020-3-61-68.

2. Селиванов С. Г., Иванова М.В. Теоретические основы реконструкции машиностроитель-ного производства. – Уфа: Гилем, 2001.– 312 с.

3. Мироненко О.И. Моделирование технологических процессов, выполня-емых на производственных участках по ремонту автосцепных устройств вагонов: дисс. ... канд. техн. наук. – М., 2019. – 115 с.

4. Rojas R.A., Rauch Е. From a literature review to a conceptual framework of enablers for smart manufacturing control // The International Journal of Advanced Manufacturing Technology. – 2019. –  V. 104. – P. 517–533.

5. Смирнов В.А. Повышение эффективности технологических систем ремонтного производства и технического обслуживания подвижного состава: дис. … д-ра техн. наук. – М., 2020. – 344 с.

В статье рассмотрены коррозионно-механические испытания сталей, которые используются для изготовления промысловых трубопроводов, работающих в условиях совместного действия коррозионно-активной среды и абразивного износа. Представлены результаты сравнительных испытаний сталей 20А и 09Г2С. Выявлено, что стали, подвергшиеся испытаниям, реагируют на изменение водородного показателя pH в процессе изнашивания. При проведении испытаний использована адаптированная методика по ASTM G65, которая позволяет оценить комплексное действие коррозионного и механического факторов. Для сравнительной оценки вклада коррозионного фактора в процесс разрушения проведены исследования развития коррозионных процессов на сталях 20А и 09Г2С в промысловых средах разной агрессивности. В результате анализа данных, полученных в ходе исследования, предложены уравнения, которые характеризуют общую тенденцию изменения скорости коррозии в зависимости от величины рН промысловой среды. По данным исследований топографии поверхности и профилограмм испытанных образцов оценено, как площадь контакта влияет на скорость износа. С учетом данных о скорости коррозионно-механического износа определены скорости разрушения поверхности труб в результате воздействия среды с разным содержанием абразива. По итогам анализа полученных данных выведены уравнения для определения вклада коррозионно-механического фактора. Выполнен анализ результатов коррозионных и коррозионно-механических испытаний выбранных сталей. Установлена возможность прогнозирования срока службы сталей путем проведения исследования вклада каждого фактора в процесс разрушения. Отмечено, что полученные данные имеют большое значение при оценке рисков при проектировании нефтепромысловых трубопроводов.

Список литературы

1. Амежнов А.В. Особенности и механизмы коррозионного разрушения сталей в различных условиях эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2019. – № 2. – С. 34–42.

2. Перспективы использования современных технологий для обеспечения надежности промысловых трубопроводов / М.Ю. Земенкова, Т.С. Пузина, С.В. Маслаков [и др.] // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2014. – № S4. – С. 174–183.

3. Эрозионно-коррозионное изнашивание материалов. Обзор / М.В. Прожега, Н.А. Татусь, Н.Н. Смирнов [и др.] // Трение и смазка в машинах и механизмах. – 2013. – № 10. – С. 3–8.

4. Силин Я.В. Системный анализ надежности нефтепромысловых трубопроводов Западной Сибири методами физики отказов и теории катастроф: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Сургут, 2011. – 22 с.

5. Исследование коррозионного разрушения поверхностей нефтепроводов после длительной эксплуатации / С. Саража, А. Левченко, А. Даренских [и др.] // ТехНадзор. – 2015. – № 10 (107). – С. 196–197.

В настоящее время учет нефти, принимаемой и сдаваемой отечественными нефтяными компаниями, проводится с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН). СИКН реализуют следующие динамические методы измерений: 1) косвенный с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления (является основным методом измерений массы нефти в системе магистрального трубопроводного транспорта); 2) прямой с применением кориолисовых преобразователей массового расхода. В системе магистральных нефтепроводов в России эксплуатируется более 29 видов преобразователей расхода утвержденного типа, из которых 9 относятся к турбинным преобразователям расхода (ТПР). Вследствие интенсивного развития в последние годы прикладного программного обеспечения в области изучения и моделирования гидромеханических процессов проведены исследования средствами математического моделирования конструкции ТПР с целью обеспечения наибольшей стабильности метрологических характеристик. В результате анализа выявлены параметры ТПР, способные наиболее значительно повлиять на стабильность коэффициента преобразования. Для определения степени влияния этих параметров на стабильность коэффициента преобразования, а также прогнозирования его значения в зависимости от изменения конструкции ТПР разработана аналитическая гидромеханическая модель, основанная на теории осевых турбомашин. В отличие от лопаток в турбомашинах лопасти ТПР работают при малых углах атаки, а работы по оптимизации конструкции направлены на получение стабильных метрологических характеристик в заданных диапазонах расхода и вязкости перекачиваемой среды. В процессе компьютерной реализации математической модели установлены конструктивные характеристики ТПР, значительно влияющие на стабильность его метрологических характеристик, а также выполнен прогноз коэффициента преобразования во всех расчетных диапазонах расходов и вязкостей.

Список литературы

1. Современное состояние ведения учетных операций с нефтью и нефтепродуктами с применением измерительных систем в России / О.В. Аралов, И.В. Буянов, Ю.В. Лисин [и др.]. – М.: Недра, 2019. – 246 с.

2. Гостелоу Дж. Аэродинамика решеток турбомашин: пер. с англ. – М.: Мир, 1987. – 392 с.

3. Кендалл М., Стюарт А. Многомерный статистический анализ и временные ряды. – М.: Наука, 1976. – 736 с.

4. Кильдишев Г.С., Френкель А.А. Анализ временных рядов и прогнозирование. – М.: Статистика, 1973. – 103 с.

5. Климов А.М., Брянкин К.В. Надежность технологического оборудования: учебное пособие. 2-е изд. – Тамбов: Изд-во Тамбовского гос. технического университета, 2008. – 104 с.

6. Кобзаль А.И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников. – М.: Физматлит, 2006. – 816 с.

7. Королев В.Ю. Вероятностно-статистический анализ хаотических процессов с помощью смешанных гауссовских моделей. Декомпозиция волатильности финансовых индексов и турбулентной плазмы. – М.: МГУ, 2008. – 390 с.

8. Моделирование сложных вероятностных систем / В.Г. Лисиенко, О.Г. Трофимова, С.П. Трофимов [и др.]. – Екатеринбург: УРФУ, 2011. – 200 с.

9. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. – М.: Наука, 1970, -

904 с. 

10. Direct numerical simulation of turbulent pipe flow at moderately high Reynolds numbers / G.K. El Khoury, P. Schlatter, A. Noorani [et al.] // Flow Turbul. Combust. – 2013. – № 91. – Р. 475–495.

11. Nagib H.M., Chauhan K.A. Variation of von Kármán coefficient in canonical flows // Phys. Fluids. 2008. – № 20. – Р. 101518. – DOI: 10.1063/1.3006423

Обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов, в том числе магистральных трубопроводов, является одной из приоритетных задач предприятий топливно-энергетического комплекса России. Проводимые мероприятия по предупреждению, прогнозированию возникновения и развития аварийных ситуаций, планированию действий по локализации и ликвидации последствий аварий, поддержанию аварийных сил и средств в режиме постоянной готовности направлены на снижение вреда и ущерба природным ресурсам, окружающей среде, третьим лицам, а также на сокращение или предотвращение потерь отпростоя оборудования.

Алгоритм действий при угрозе или возникновении аварии, связанной с разливом нефти и нефтепродуктов на объектах трубопроводного транспорта, определяется в соответствующих планах предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛРН). В статье выполнен анализ новых требований законодательства в области разработки и утверждения ПЛРН. Рассмотрена специфика разработки, согласования и утверждения ПЛРН на объектах магистральных трубопроводов в Российской Федерации. Отмечены проблемные вопросы при разработке, согласовании и утверждении ПЛРН, актуальные для отечественной системы магистрального трубопроводного транспорта. Установлено, что принятый в результате реализации «регуляторной гильотины» ряд законодательных актов в области регулирования деятельности, связанной с эксплуатацией магистральных трубопроводов, в части предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов принципиально изменил устаревший и требовавший пересмотра подход к разработке, согласованию и утверждению ПЛРН. При этом показана необходимость дальнейшей детальной работы по созданию базы подзаконных нормативных документов, устанавливающей понятные требования к ПЛРН и исключающей возможность разночтений как со стороны эксплуатирующих организаций, так и со стороны государственных надзорных органов. Также отмечена необходимость совершенствования ПЛРН с учетом современных методов прогнозирования аварий на основе цифровизации производства, специфики эксплуатирующих организаций.

Список литературы

1. Методические основы обеспечения промышленной безопасности объектов ТЭК на примере трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 72–77.

2. Совершенствование законодательства в области разработки и утверждения планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах магистральных нефтепроводов / А.В. Захарченко, А.Э. Гончар, Р.Ю. Шестаков, П.В. Пугачева // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 6. – С. 654–662.

3. Алыкова О.И., Чуйкова Л.Ю., Чуйков Ю.С. Предупреждение и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов, пробелы в российском законодательстве и геоэкологические последствия // Астраханский вестник экологического образования. – 2020. – № 4(58). – С. 137–156. – DOI 10.36698/2304-5957-2020-19-4-137-156.

4. Разработка предложений по защите территорий от разливов нефти, нефтепродуктов на основе моделирования разливов при возможных авариях на объектах трубопроводного транспорта / Р.Ю. Шестаков [и др.] // Молодежь и современные информационные технологии. Сб. трудов XV Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Томск, 2018. – С. 217–218.

5. Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И.Р. Айсматуллин [и др.] // Neftegaz.ru. – 2018. – № 5. – С. 66–72.

6. Системный подход при разработке мероприятий по предупреждению и локализации последствий аварий на нефтепроводах в Арктической зоне РФ / С.А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 20–29.

7. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива с учетом рельефа местности. Разработка мероприятий по защите территорий Арктики с обоснованием экономической эффективности их применения / Я.М. Фридлянд [и др.] // Сборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа 2016. – С. 42–44.

Ежегодный материальный ущерб от экстремальных погодных явлений в мире оценивается сотнями миллиардов долларов США (в 2017 г. – 350 млрд. долл., в 2019 г. – 160 млрд долл.). В соответствии с прогнозами изменения климата в будущем можно ожидать увеличения частоты экстремальных погодных явлений. В статье рассмотрены меры, направленные на снижение климатических (физических) рисков в нефтегазовой отрасли России на примере ПАО «НК «Роснефть», и возможные меры по адаптации к изменению климата. В производственной деятельности компании учитываются около 15 опасных погодных явлений и около 30 пороговых значений гидрометеорологических параметров. Из них более половины связаны с температурным режимом – диапазон ограничений от -55 до 50 °С. В нефтегазовой отрасли экономический ущерб от воздействия погодно-климатических факторов связан с причинением вреда здоровью работников, вынужденными простоями, изменениями сроков поставок, поломками техники, разрушениями инфраструктуры и др. В компании применяется не менее 150 нормативных актов, учитывающих погодные условия при проведении производственных работ. В конце 2020 г. компания «Роснефть» разработала «План по углеродному менеджменту до 2035 г.». Отдельный раздел плана посвящен мероприятиям по адаптации к физическим климатическим рискам, оценка которых выполнена по рекомендациям Task Force for Climate Related Disclosure. Компания планирует организацию комплексного мониторинга всех природных сред. На основе этого предполагается разработка прогнозной модели изменений и методики оценки ущерба от реализации физических рисков изменения климата, с последующей выработкой корпоративного плана адаптации активов и соответствующих мероприятий по снижению рисков, подлежащего регулярной актуализации.

Список литературы

1. State of the Global Climate 2020. WMO-No. 1264. WMO, 2021.

2. Доклад об особенностях климата на территории Российской Федерации за 2020 год. – М.: Росгидромет, 2021. – http://www.meteorf.ru/upload/ pdf_download/doklad_klimat2020.pdf 

3. Global Risks Report 2020. – https://www.weforum.org/reports/the-global-risks-report-2020 (дата обращения: 17.08.2020).

4. https://www.munichre.com/en/risks/extreme-weather.html#Explore%20our%-20solutions  (дата обращения: 31.08.2020).

5. Доклад о климатических рисках на территории Российской Федерации. – М.: Росгидромет, 2017. – https://meteoinfo.ru/images/media/books-docs/klim-riski-2017.pdf

6. https://www.ncdc.noaa.gov/billions/events

7. http://method.meteorf.ru/publ/tr/tr373/htm/10.htm

8. https://www.fsb-tcfd.org/support-tcfd/

9. https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/AR5_WG3_glossary_RU.pdf

10. Global Commission on Adaptation. Adapt now: A Global call for leadership on climate resilience. – 2019.

11. МГЭИК. Изменение климата. Воздействия, адаптация и уязвимость – Резюме для политиков. Вклад Рабочей группы II в Пятый оценочный доклад Межправительственной группы экспертов по изменению климата. Всемирная Метеорологическая Организация. — Женева: WMO, 2014. – 34 с.

12. https://www.vedomosti.ru/society/articles/2020/06/04/831896-sk-vozbudil-delo

13. Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом за 1990 – 2018 гг. – М.: Росгидромет, 2020. – https://Russian Federation. 2020 National Inventory Report (NIR) | UNFCCC

14. Degrading permafrost puts Arctic infrastructure at risk by mid-century / J. Hjort, O. Karjalainen, J. Aalto [et al.] // Nat Commun. – 2018. – № 9.

15. Отчет об устойчивом развитии за 2019 год. https://www.rosneft.ru/

press/news/item/202103/

16. https://www.kommersant.ru/doc/4389649

17. Доклад об особенностях климата на территории Российской Федерации за 2019 год. – М.: Росгидромет, 2020. – https://meteoinfo.ru/novosti/ 16843-doklad-ob-osobennostyakh-klimata-na-territorii-rossijskoj-federatsii-za-2019-god

18. Анализ индикаторов изменения климата / О.А. Анисимов, Е.Л. Жильцова, К.О. Шаповалова, А.А. Ершова. Ч. 1. Восточная Сибирь // Метеорология и гидрология. – 2019. – № 12. – С. 31–42.

19. https://www.rosneft.ru/press/news/item/198025/

20. https://www.economy.gov.ru/material/news/minekonomrazvitiya_adaptirovatsya_k_izmeneniyam_klimata_neo...

В настоящее время в нормативной документации допустимое сопротивление системы заземления регламентируется без учета изменения электрических свойств грунта при возникновении высокочастотных токов, вызываемых грозовыми импульсами. При расчете системы заземления удельное электрическое сопротивление грунта принято считать постоянным, не зависящим от частоты. Согласно нормативным документам на нефтегазовые объекты, в том числе отраслевым, сопротивление системы заземления должно быть не более 10 Ом, что обеспечивает защиту и от статического электричества. С учетом типоразмеров и характерных участков размещения резервуаров для хранения нефти и сжиженного газа их поражение ударом молнии является наиболее вероятным.

В статье рассмотрена имитационная модель системы заземления и молниезащиты резервуаров хранения нефти, разработанная с учетом неоднородности грунта. Возникновение пожара резервуарного парка в результате удара молнии имеет высокую вероятность, связанную в первую очередь с ошибками в проектировании системы заземления. В нормативной документации допустимое сопротивление системы заземления регламентируется по постоянному току без учета частотной зависимости электрических свойств грунта, однако возможны ситуации, когда грунт имеет высокий коэффициент неоднородности, что существенно влияет на процесс растекания при воздействии грозового импульса. С использование разработанной имитационной модели выполнена оценка полного сопротивления системы заземления резервуарного парка для хранения нефти в частотном диапазоне грозового импульса. Получены амплитудно- и фазочастотные характеристики удельного сопротивления различных типов многослойных грунтов.

References

1. Pravila ustroystva elektroustanovok (Rules for electric installation): 7th edition, Ekaterinburg: Modul' Publ., 2013, 672 p.

2. GOST R MEK 62305–1-2010, Risk management. Protection against lightning. Part 1. General principles, Moscow: Standartinform Publ., 2011, 45 p.

3. RD 34.21.122-87, Instruktsiya po ustroystvu molniezashchity zdaniy i sooruzheniy (Instructions for lightning protection of buildings and structures), Moscow: Publ. of  Ministry of Energy of the USSR, 1987, 32 p. 

4. SO 153–34.21.122–2003, Instruktsiya po ustroystvu molniezashchity zdaniy, sooruzheniy i promyshlennykh kommunikatsiy (Instructions for the device of lightning protection of buildings, structures and industrial communications), St. Petersburg: DEAN Publ., 2005, 64 p.

5. Grcev L., Impulse efficiency of ground electrodes, IEEE Transactions on power delivery, 2009, V. 24, no. 1, pp. 441–451.

6. Grcev L., Lightning surge efficiency of grounding grids, IEEE Transactions on power delivery, 2011, V. 26, no. 3, pp. 223–237.

7. Visacro S., Soares A., HEM: a model for simulation of lightning-related engineering problems, IEEE Transactions on power delivery, 2005, V. 20, no. 2, pp. 1026–1208.

8. Bedoui S., Bayadi A., Probabilistic evaluation of the substation performance under incoming lightning surges, Electric Power Systems Research, 2018, V. 162, pp. 125–133.

9. Yamamoto K., Sumi S., Transient grounding characteristics of a wind turbine foundation with grounding wires and plates, IEEE International Symposium on Electromagnetic Compatibility (EMC), 2014, pp. 570–575.

10. Gavrilin A.N., Kladiev S.N., Glazyrin A.S. et al., Identification of parameters of vibration electromagnetic activator mechanical system using limiting near-resonance frequency (In Russ.), Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2019, V. 330, no. 4, pp. 158–177.

11. Gol'dshteyn V.G., Saydova N.V., Tanaev A.K., Mathematical modeling of longitudinal displacement currents and surface effect in multilayer earth and wires of power lines (In Russ.),  Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Seriya: Fiziko-matematicheskie nauki, 2004, V. 30, pp. 170–177.

12. Gol'dshteyn V.G., Saydova N.V., Tanaev A.K., Refined mathematical model of the surface effect in multilayer earth (In Russ.),  Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Seriya: Fiziko-matematicheskie nauki, 2003, V. 19, pp. 129–133.

13. Kramarenko V.V., Molokov V.Yu., Shinavi A.E., Classification on consistency of organomineral soils of Western Siberia (In Russ.), Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2019, V. 330, no. 8, pp. 180–189.

14. Alipio R., Conceição D., De Conti A. et al., A comprehensive analysis of the effect of frequency-dependent soil electrical parameters on the lightning response of wind-turbine grounding systems, Electric Power Systems Research, 2019, V. 175, pp. 1–8.

15. Alipio R., Visacro S., Time-domain analysis of frequency-dependent electrical parameters of soil, IEEE Trans. Electromagn. Compat., 2017, V. 59, no. 3, pp. 873–878.

16. Sushkov V.V., Sukhachev I.S., Sidorov S.V., Evaluation and methods of increasing of submersible electric motor insulation residual resource in oil production electrotechnical complex under the influence of impulse overvoltages (In Russ.), Elektrooborudovanie: ekspluatatsiya i remont, 2017, no. 12, pp. 50–55.

17. Sushkov V.V., Timoshkin V.V., Sukhachev I.S., Sidorov S.V., Evaluation of submersible electric motor insulation residual resource in oil production electric centrifugal pumps under the influence of impulse overvoltages (In Russ.), Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2017, V. 328, no. 10, pp. 74–80.

18. Izadi M., Abd Rahman M.S., Ab-Kadir M.Z.A. et al., The influence of lightning induced voltage on the distribution power line polymer insulators, PLoS ONE, 2017, no. 12 (2), doi: 10.1371/journal. pone.0172118.

19. Izadi M., Kadir A., Abidin M.Z., Hajikhani M., An algorithm for evaluation of lightning electromagnetic fields at different distances with respect to lightning channel, Mathematical Problems in Engineering, 2014, no. 1, DOI:10.1155/2014/925463.

20. Izadi M., A. Ab Kadir M.Z., Hajikhani M., Effect of lightning induced voltage on the line polymer insulator in a distribution line, Proceedings of 2014 International Conference of Lightning Protection (ICLP), 2014, pp. 507–511, DOI:10.1109/ICLP.2014.6973177